Signal-Conditioned Bidding and Curtailment for Wind Power: Under the Nordic Imbalance Settlement Model
(2026) In Master's Theses in Mathematical Sciences FMSM01 20261Mathematical Statistics
- Abstract
- Wind generation’s growing share of Nordic electricity supply has made imbalance settlement an increasingly costly exposure for producers. Under the Nordic single-price mechanism, all residual imbalance is settled at a single imbalance price, regardless of direction, determined by the mFRR activation market. Before that price is known, the producer fixes a day-ahead position, adjusts on the continuous intraday market, and may curtail output via a setpoint. Whatever gap remains between the committed position and actual output is settled at the imbalance price, with a symmetric eSett fee on every megawatt-hour of imbalance. The incremental revenue from each commitment is determined by the spread between the day-ahead or intraday price and the... (More)
- Wind generation’s growing share of Nordic electricity supply has made imbalance settlement an increasingly costly exposure for producers. Under the Nordic single-price mechanism, all residual imbalance is settled at a single imbalance price, regardless of direction, determined by the mFRR activation market. Before that price is known, the producer fixes a day-ahead position, adjusts on the continuous intraday market, and may curtail output via a setpoint. Whatever gap remains between the committed position and actual output is settled at the imbalance price, with a symmetric eSett fee on every megawatt-hour of imbalance. The incremental revenue from each commitment is determined by the spread between the day-ahead or intraday price and the imbalance price.
The central finding is that exploiting the stage-specific spread signal simultaneously raises mean daily revenue and reduces tail loss, with no Pareto trade-off at any stage where a directional spread signal is present. Across three Swedish parks, the proposed strategy raises mean daily revenue by approximately 9–18% and compresses CVaR tail loss by roughly 60% at the most exposed park, with the worst-decile expected revenue at another flipping from a small loss to net positive. All headline magnitudes in this thesis (per-park objective lifts, revenue improvements, and tail-loss reductions) are sourced from the combined summary table. At the day-ahead stage, the spread carries no interval-level directional information, and no rule improves over the forecast baseline.
When the intraday price is high relative to the expected imbalance price, locking in volume at the intraday market pays; when the settlement price is expected to be higher, holding back volume to settle as imbalance pays. The governing principle is to tilt the bid in proportion to confidence in this spread signal and to curtail output when negative settlement prices are expected. Empirically, signal quality grows monotonically from the day-ahead to the setpoint stage: at chance at the day-ahead stage, moderate accuracy at the intraday stage, and strong enough at the setpoint stage to support a discrete fee-band classifier. (Less) - Popular Abstract (Swedish)
- Smarta bud på elmarknaden: hur vindkraftägare kan använda marknadsinformation för att tjäna mer och riskera mindre.
Vindkraft är en av hörnstenarna i dagens och framtidens elsystem, men vinden är svår att förutsäga. Det skapar ett ekonomiskt problem: på elmarknaden måste producenter lägga bud på en viss mängd el redan dagen innan, utan att med säkerhet veta hur mycket vinden faktiskt kommer att producera. Om produktionen sedan avviker från det utlovade budet uppstår en obalans, som regleras till ett särskilt obalanspris. Ibland är det priset fördelaktigt, ibland medför det en kostnad. Det är under den osäkerheten som det lönar sig att vara smart.
Det här examensarbetet är utfört på uppdrag av Holmen Energi, som äger och driver tre... (More) - Smarta bud på elmarknaden: hur vindkraftägare kan använda marknadsinformation för att tjäna mer och riskera mindre.
Vindkraft är en av hörnstenarna i dagens och framtidens elsystem, men vinden är svår att förutsäga. Det skapar ett ekonomiskt problem: på elmarknaden måste producenter lägga bud på en viss mängd el redan dagen innan, utan att med säkerhet veta hur mycket vinden faktiskt kommer att producera. Om produktionen sedan avviker från det utlovade budet uppstår en obalans, som regleras till ett särskilt obalanspris. Ibland är det priset fördelaktigt, ibland medför det en kostnad. Det är under den osäkerheten som det lönar sig att vara smart.
Det här examensarbetet är utfört på uppdrag av Holmen Energi, som äger och driver tre vindkraftparker i Sverige. I takt med stigande och mer volatila obalanspriser i Norden har allt fler vindkraftproducenter börjat bära obalansrisken direkt, i stället för att lägga ut den på en extern balansansvarig part. Holmen Energi är ett exempel på den här utvecklingen och har sedan 2025 det direkta ekonomiska ansvaret för obalanserna i alla tre parker. Det ställde frågan på sin spets: hur ska man systematiskt hantera den osäkerhet som följer med att producera vind i ett volatilt elsystem?
Att justera sina bud under dagen.
Mellan budet dagen innan och den faktiska leveransen finns en intradagsmarknad där producenter kan köpa och sälja el för att korrigera sina positioner. Ska man utnyttja den? Och i så fall, hur mycket ska man ändra sitt bud?
Svaret beror på vad marknaden just nu signalerar om obalansen förväntas bli lönsam eller kostsam. Examensarbetet visar att man kan använda obalansprisprognosen för att löpande avgöra huruvida, och hur kraftigt, budet ska justeras. Nyckeln är att vikta signalens trovärdighet: om prognosen är osäker är det klokt att hålla sig nära ursprungsbudet; om prognosen är tydlig och stark är det motiverat att agera mer beslutsamt. Den regeln, en adaptiv budkorrigering skalad efter signalens tillförlitlighet, visade sig både höja den genomsnittliga intäkten och minska risken för stora förlustdagar vid samtliga tre parker. Skillnaden jämfört med att inte handla på intradagsmarknaden var statistiskt säkerställd.
Att begränsa parkens produktion när priset är negativt.
Ibland produceras det mer el i elnätet än vad som förbrukas, till exempel en blåsig helgnatt med låg efterfrågan. Då kan obalanspriset bli negativt, vilket innebär att producenten faktiskt betalar för att leverera el som ingen vill ha. I sådana situationer kan det vara lönsamt att stänga ner turbinerna och begränsa parkens produktion.
Examensarbetet undersöker hur en kortsiktig prisprognos, tillgänglig ungefär tjugo minuter innan leveransen, kan användas för att fatta just det beslutet. Resultaten visar att ett enkelt beslutskriterium baserat på det prognosticerade obalanspriset fungerar väl: begränsa parkens produktion om prognosen signalerar ett tydligt negativt pris, och håll dig till det inlämnade budet annars. Regeln aktiverades sällan, eftersom negativa priser fortfarande är ovanliga, men när den väl aktiverades var den i de flesta fall korrekt och gav en meningsfull intäktsvinst.
Vad det sammantaget innebär.
Kombinationen av de två reglerna – adaptiv intradagsbudgivning och nedstyrning vid negativa priser – förbättrade det ekonomiska utfallet vid alla tre parker. Vid två av parkerna var risken för riktigt dåliga dagar liten redan från början, och reglerna tog i praktiken bort den helt. Vid den tredje, som var den enda med verkliga förlustdagar, minskade risken för stora förluster tydligt, men en del återstod, framför allt under enstaka dagar då produktionsprognosen överskattade den faktiska produktionen.
Den övergripande slutsatsen är att en vindkraftägare med direkt balansansvar kan förbättra både sin lönsamhet och sin riskprofil genom att använda enkla beslutsregler baserade på marknadens prisprognoser. (Less)
Please use this url to cite or link to this publication:
https://lup.lub.lu.se/student-papers/record/9242581
- author
- Caap, Harald LU
- supervisor
- organization
- course
- FMSM01 20261
- year
- 2026
- type
- H3 - Professional qualifications (4 Years - )
- subject
- keywords
- Wind Power, Nordic Electricity Market, Single-Price Imbalance Settlement, Quantile Bidding, Newsvendor Problem, Mean-CVaR Optimisation, Probabilistic Forecasting, Bootstrap Scenario Generation.
- publication/series
- Master's Theses in Mathematical Sciences
- report number
- LUTFMS-3563-2026
- ISSN
- 1404-6342
- other publication id
- 2026:E74
- language
- English
- id
- 9242581
- date added to LUP
- 2026-06-24 14:19:04
- date last changed
- 2026-06-24 14:19:04
@misc{9242581,
abstract = {{Wind generation’s growing share of Nordic electricity supply has made imbalance settlement an increasingly costly exposure for producers. Under the Nordic single-price mechanism, all residual imbalance is settled at a single imbalance price, regardless of direction, determined by the mFRR activation market. Before that price is known, the producer fixes a day-ahead position, adjusts on the continuous intraday market, and may curtail output via a setpoint. Whatever gap remains between the committed position and actual output is settled at the imbalance price, with a symmetric eSett fee on every megawatt-hour of imbalance. The incremental revenue from each commitment is determined by the spread between the day-ahead or intraday price and the imbalance price.
The central finding is that exploiting the stage-specific spread signal simultaneously raises mean daily revenue and reduces tail loss, with no Pareto trade-off at any stage where a directional spread signal is present. Across three Swedish parks, the proposed strategy raises mean daily revenue by approximately 9–18% and compresses CVaR tail loss by roughly 60% at the most exposed park, with the worst-decile expected revenue at another flipping from a small loss to net positive. All headline magnitudes in this thesis (per-park objective lifts, revenue improvements, and tail-loss reductions) are sourced from the combined summary table. At the day-ahead stage, the spread carries no interval-level directional information, and no rule improves over the forecast baseline.
When the intraday price is high relative to the expected imbalance price, locking in volume at the intraday market pays; when the settlement price is expected to be higher, holding back volume to settle as imbalance pays. The governing principle is to tilt the bid in proportion to confidence in this spread signal and to curtail output when negative settlement prices are expected. Empirically, signal quality grows monotonically from the day-ahead to the setpoint stage: at chance at the day-ahead stage, moderate accuracy at the intraday stage, and strong enough at the setpoint stage to support a discrete fee-band classifier.}},
author = {{Caap, Harald}},
issn = {{1404-6342}},
language = {{eng}},
note = {{Student Paper}},
series = {{Master's Theses in Mathematical Sciences}},
title = {{Signal-Conditioned Bidding and Curtailment for Wind Power: Under the Nordic Imbalance Settlement Model}},
year = {{2026}},
}